郭宇

（中國(guó)華油集團(tuán)公司，北京 100101）

0 引言

西部某油田屬于高溫、高礦化度油藏，并且已經(jīng)進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”階段，采用水驅(qū)開采穩(wěn)產(chǎn)難度加大［1-3］。近年來(lái)針對(duì)高溫、高礦化度油藏的化學(xué)驅(qū)研究結(jié)果表明，此類油藏不適合采用堿驅(qū)和聚合物驅(qū)，而表面活性劑驅(qū)和泡沫驅(qū)在此類油藏的開發(fā)中具有比較大的潛力。這2種化學(xué)驅(qū)采用的主要驅(qū)油劑均為表面活性劑，所以開展耐溫抗鹽型表面活性劑驅(qū)油體系的研究，對(duì)高溫、高礦化度油藏實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)、提高采收率具有比較重要的現(xiàn)實(shí)意義［4-14］。

本文針對(duì)目標(biāo)油田隨著開采深度的增加，地層溫度升高、地層水礦化增大、常規(guī)表面活性劑難以滿足耐溫抗鹽的要求，設(shè)計(jì)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2，并復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1，研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系。在室內(nèi)評(píng)價(jià)了驅(qū)油體系的抗溫性能、抗鹽性能、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性、動(dòng)態(tài)吸附性能以及驅(qū)油性能，并在現(xiàn)場(chǎng)開展了先導(dǎo)性驅(qū)油試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了在目標(biāo)油田儲(chǔ)層溫度125℃、礦化度15.3×104mg/L條件下的成功應(yīng)用。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑

氫氧化鈉、甲苯、2-氯乙基磺酸鈉，均為分析純?cè)噭?，脂肪醇聚氧乙烯醚AEO（海安石油化工廠）、陰-非離子表面活性劑AN-2（自制）、磺酸鹽型Gemini表面活性劑 GS-1（市售）、儲(chǔ)層原油（黏度 4.5 mPa·s，50 ℃）、地層水（離子組成見表1）。

表1 地層水離子組分分析結(jié)果

1.2 主要儀器

TX500C型全量程旋轉(zhuǎn)滴表界面張力儀（上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司）、TG18G高速離心機(jī)（湖南凱達(dá)科學(xué)儀器有限公司）、SHJ-A6水浴恒溫磁力攪拌器（常州華奧儀器制造有限公司）、多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置（南通儀創(chuàng)實(shí)驗(yàn)儀器有限公司）。

1.3 新型陰-非離子表面活性劑的合成

首先，向500 mL四口燒瓶中加入一定質(zhì)量比的脂肪醇聚氧乙烯醚和氫氧化鈉，再加入一定量的甲苯，在70℃下加熱攪拌反應(yīng)3 h，除去水和多余的甲苯，得到反應(yīng)中間產(chǎn)物；然后，將中間產(chǎn)物轉(zhuǎn)移到玻璃反應(yīng)釜中，并向反應(yīng)釜中加入一定量的甲苯和2-氯乙基磺酸鈉，升高溫度至80℃，保溫反應(yīng)8 h后，水洗2次；最后，分離提純即得到最終產(chǎn)物——新型陰-非離子表面活性劑AN-2。

1.4 復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系

陰-非離子表面活性劑具有良好的耐溫抗鹽性、水溶性以及易生物降解等特點(diǎn)，綜合了傳統(tǒng)陰離子和非離子表面活性劑的優(yōu)點(diǎn)，適合在高溫、高礦化度油藏中使用［15-16］?；撬猁}型Gemini表面活性劑由于碳?xì)滏滈g較強(qiáng)的相互作用，易于聚集成膠束，具有較高的界面活性，并且能夠和其他表面活性劑復(fù)配產(chǎn)生協(xié)同作用，提高利用效率［17-18］?；诖耍瑢?AN-2和 Gemini表面活性劑GS-1進(jìn)行復(fù)配，研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1，并對(duì)驅(qū)油體系的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

2 性能評(píng)價(jià)結(jié)果與討論

2.1 抗溫性能

使用模擬地層水配制驅(qū)油體系溶液，在不同溫度下（25～140℃）老化24 h后，50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況，評(píng)價(jià)其抗溫性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 驅(qū)油體系油水界面張力隨溫度的變化

由圖1可知，體系與原油之間的界面張力隨溫度的升高，呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。110℃左右的界面張力值最低，可以達(dá)到10-4mN/m數(shù)量級(jí)；溫度繼續(xù)升高至140℃時(shí)，界面張力仍可以維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)。另外，表面活性劑溶液在不同溫度下均未出現(xiàn)渾濁和分層等現(xiàn)象，說(shuō)明驅(qū)油體系的耐溫性能較好。

2.2 抗鹽性能

根據(jù)地層水離子組成分析結(jié)果，配制不同礦化度（濃縮或稀釋一定倍數(shù)）的模擬地層水，然后再用不同礦化度的地層水分別配制驅(qū)油體系溶液，90℃下老化24 h后，50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況，評(píng)價(jià)其抗鹽性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 驅(qū)油體系油水界面張力隨礦化度的變化

由圖2可知，體系與原油之間的界面張力隨礦化度的升高，呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。當(dāng)?shù)V化度達(dá)到2倍地層水礦化度時(shí)（30.0×104mg/L），油水界面張力仍可以維持在超低界面張力水平，說(shuō)明體系具有良好的抗鹽性能。這是由于水中電解質(zhì)壓縮了表面活性劑的擴(kuò)散雙電層，使離子基團(tuán)間的電斥力減弱，并使水化膜得到一定程度的破壞，表面活性劑更加容易吸附在界面層上，從而使界面張力下降。若礦化度進(jìn)一步增大，會(huì)嚴(yán)重壓縮表面活性劑膜，使油水界面層厚度減小，導(dǎo)致界面張力升高。

2.3 長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

使用模擬地層水配制體系溶液，測(cè)定其在125℃下老化不同時(shí)間后與原油間的界面張力變化情況，評(píng)價(jià)其長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性（見圖3）。實(shí)驗(yàn)溫度為50℃。

圖3 驅(qū)油體系油水界面張力隨時(shí)間的變化

由圖3可以看出，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，體系的界面張力變化不大，30 d后的界面張力值仍可以達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，說(shuō)明表面活性劑驅(qū)油體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性較好，能夠滿足高溫、高礦化度地層施工的需要。

2.4 動(dòng)態(tài)吸附性能

表面活性劑在地層礦物上的吸附會(huì)導(dǎo)致其有效質(zhì)量濃度降低，這不僅對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生一定的影響，并且增大了經(jīng)濟(jì)成本，造成資源浪費(fèi)［19］。室內(nèi)使用多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，根據(jù)物質(zhì)平衡法分別測(cè)定體系溶液經(jīng)過(guò)天然巖心之后的動(dòng)態(tài)吸附量。采用文獻(xiàn)［20］中的兩相滴定法測(cè)定溶液中表面活性劑的質(zhì)量濃度。

實(shí)驗(yàn)步驟為：首先，分別使用0.3%AN-2和0.05%GS-1溶液驅(qū)替巖心，測(cè)定2種表面活性劑在巖心中的飽和吸附量；然后，水驅(qū)，測(cè)定2種表面活性劑的脫附量；最后，計(jì)算出表面活性劑的最終吸附量。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

由圖4可知，隨著驅(qū)替量的增加，2種表面活性劑在巖心中的吸附量逐漸增加，驅(qū)替300 PV后，吸附量達(dá)到飽和，AN-2和GS-1的飽和吸附量分別為1.90 mg/g和1.20 mg/g。水驅(qū)階段，表面活性劑從巖心中脫附，吸附量逐漸下降，AN-2和GS-1的最終吸附量分別為0.90 mg/g和0.55 mg/g，均小于1.00 mg/g。實(shí)驗(yàn)說(shuō)明2種表面活性劑的動(dòng)態(tài)吸附性較差，在現(xiàn)場(chǎng)施工中損失較小，不會(huì)對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生較大的影響。

圖4 表面活性劑動(dòng)態(tài)吸附性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2.5 驅(qū)油試驗(yàn)

具體步驟為：1）將天然巖心飽和地層水，計(jì)算孔隙度，測(cè)定水測(cè)滲透率；2）飽和儲(chǔ)層原油，在儲(chǔ)層溫度（125℃）下老化24 h；3）水驅(qū)至無(wú)油產(chǎn)出，計(jì)算水驅(qū)采收率；4）注入不同孔隙體積的驅(qū)油體系，再水驅(qū)至含水率98%以上，測(cè)定驅(qū)油效率。驅(qū)替過(guò)程均在儲(chǔ)層溫度下進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 室內(nèi)模擬表面活性劑驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果

由表2可知，隨著驅(qū)油體系注入量的增加，表面活性劑的驅(qū)油效率逐漸增大，當(dāng)注入0.3 PV時(shí)，驅(qū)油效率可達(dá)到15%以上，增油效果顯著。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

西部某油田地層溫度125℃，地層水礦化度15.3×104mg/L，屬于中孔、中滲油藏。前期經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的注水開發(fā)，目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的階段，注水開發(fā)效果變差。為了改善綜合開發(fā)效果，針對(duì)儲(chǔ)層高溫、高礦化度的特點(diǎn)，決定采用研制的耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系進(jìn)行先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)。在進(jìn)行表面活性劑驅(qū)之前，先注入聚合物凝膠，調(diào)整吸水剖面，防止竄流。

試驗(yàn)區(qū)塊現(xiàn)有注水井4口、生產(chǎn)井6口，含油面積1.24 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量102×104t。復(fù)合驅(qū)油體系配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1，井區(qū)日注入量為241.5 m3，累計(jì)注入3個(gè)月，注入量為0.3 PV，共計(jì)注入130.58 t的 AN-2和 21.84 t的 GS-1。

注入3個(gè)月后，區(qū)塊內(nèi)注水井注入壓力下降明顯，日注量增大（見表3）。生產(chǎn)井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升，含水率下降，見效率100%。6口生產(chǎn)井平均日產(chǎn)液量由施工前的35.2 t增加到56.1 t，增加了59%，平均綜合含水率由89.5%降低到80.1%，增油效果顯著。TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化見圖5。

表3 施工前后注水井壓力和注水量變化情況

圖5 TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化

4 結(jié)論

1）室內(nèi)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2，復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1，研制出一種耐溫抗鹽型高效復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系，配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1。

2）該驅(qū)油體系具有良好的耐溫抗鹽性、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性以及較差的動(dòng)態(tài)吸附性。巖心模擬驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果表明，注入0.3 PV的驅(qū)油體系可提高采收率15百分點(diǎn)以上。

3）在高溫、高礦化度油藏進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工應(yīng)用，增油效果顯著，改善了水驅(qū)開發(fā)效果，為同類油藏穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)提供了參考。

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